FS-3井異常高溫儲(chǔ)層壓裂改造技術(shù)

摘 要

摘要：FS-3井是位于濟(jì)陽(yáng)坳陷構(gòu)造帶上的1口埋藏深、裂縫發(fā)育的異常高溫井，對(duì)儲(chǔ)層改造施工的壓裂液以及對(duì)地層破裂壓力的預(yù)測(cè)等都提出了極高的要求。針對(duì)FS-3井的地質(zhì)特征進(jìn)行了
摘要：FS-3井是位于濟(jì)陽(yáng)坳陷構(gòu)造帶上的1口埋藏深、裂縫發(fā)育的異常高溫井，對(duì)儲(chǔ)層改造施工的壓裂液以及對(duì)地層破裂壓力的預(yù)測(cè)等都提出了極高的要求。針對(duì)FS-3井的地質(zhì)特征進(jìn)行了儲(chǔ)層改造的技術(shù)難點(diǎn)分析，在大量實(shí)驗(yàn)測(cè)試的基礎(chǔ)上，優(yōu)選出耐高溫、高黏度且能滿(mǎn)足150℃高溫的低摩阻延遲交聯(lián)液體系。通過(guò)室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)，利用儲(chǔ)層應(yīng)力計(jì)算模型預(yù)測(cè)了地層破裂壓力和壓裂施工壓力。同時(shí)，采用粉砂降濾失、大排量施工、適當(dāng)增加前置液用量、前置液階段伴注液氮幫助返排等技術(shù)措施，完成了FS-3井的壓裂施工設(shè)計(jì)，并進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施。最后，利用壓裂施工曲線、壓后排液及壓后產(chǎn)量測(cè)試資料，完成了FS-3井壓裂施工資料的評(píng)估分析，達(dá)到了預(yù)期效果。該成果對(duì)異常高溫儲(chǔ)層的壓裂改造設(shè)計(jì)和施工方案的形成具有指導(dǎo)意義。
關(guān)鍵詞：氣井；高溫；壓裂；交聯(lián)反應(yīng)；破裂壓力；濾失；流變性；東營(yíng)凹陷
1 地質(zhì)概況
    FS-3井位于濟(jì)陽(yáng)坳陷東營(yíng)凹陷北部陡坡帶東段砂體較高部位。從構(gòu)造上看，本井位于鹽16古溝谷中，溝谷內(nèi)發(fā)育的砂礫巖體橫向展布范圍窄，縱向上多套疊置，呈退積狀分布。FS-3井處于背斜構(gòu)造的翼部，地層由南向北傾斜，在砂礫巖體較高部位形成了巖性圈閉，是油氣的富集區(qū)，試油有望獲得工業(yè)油氣流。該井主要目的層為古近系漸新統(tǒng)沙河街組四段，屬低孔、低滲-特低滲儲(chǔ)層，壓裂改造是提高單井產(chǎn)能、實(shí)現(xiàn)高效開(kāi)發(fā)的最為有效的手段[1]。
2 壓裂改造難點(diǎn)剖析
    FS-3井儲(chǔ)層埋藏深(近5000m)、異常高溫(175℃)、微裂縫發(fā)育、鉆井液漏失嚴(yán)重、表皮系數(shù)大(高達(dá)18.4)、砂礫巖與泥巖交互、單層厚度薄、固井質(zhì)量差、井筒結(jié)構(gòu)復(fù)雜，壓裂改造的難度極大，投資風(fēng)險(xiǎn)很大：①地層溫度高，對(duì)壓裂材料和設(shè)備、特別是壓裂液和封隔器提出了很大挑戰(zhàn)，儲(chǔ)層埋藏深、異常高溫，對(duì)工作液體系(尤其是壓裂液)耐溫、抗剪切性能提出了很大挑戰(zhàn)；②該區(qū)域天然裂縫發(fā)育、濾失嚴(yán)重，壓裂加砂過(guò)程中易產(chǎn)生砂堵，壓裂層段天然裂縫發(fā)育、濾失嚴(yán)重，壓裂過(guò)程中天然裂縫開(kāi)啟，造成濾失難以估計(jì)，加砂過(guò)程中容易出現(xiàn)早期脫砂而出現(xiàn)砂堵，壓裂液滯留地層對(duì)天然裂縫造成嚴(yán)重傷害；③地層致密、滲透率低，特別是鉆井液密度大(1.84g/cm3)，漏失嚴(yán)重，儲(chǔ)層存在深部傷害，地層吸液困難、導(dǎo)致地層破裂壓力梯度度高，加之目的層深度大，地面施工壓力高，對(duì)施工設(shè)備提出了很高要求，改造工程風(fēng)險(xiǎn)大；④埋藏深度大，高壓壓力系統(tǒng)，對(duì)固井質(zhì)量要求嚴(yán)格，井筒結(jié)構(gòu)復(fù)雜、壓裂層段之上的技術(shù)套管固井質(zhì)量不合格、下部尾管懸掛Ø114.3mm尾管，施工管柱受到很大限制，不利于提排量、造長(zhǎng)縫；⑤主力層為砂礫巖、泥巖薄互層交互且?guī)r性致密，單層厚度薄，壓裂層段跨度大、裂縫起裂復(fù)雜，層間矛盾突出，完成縱向均勻改造的難度很大，砂礫巖破裂形態(tài)極不規(guī)則，造寬縫難度大，攜砂液流動(dòng)阻力大，發(fā)生砂堵的可能性大；⑥對(duì)低孔、特低滲的致密氣藏，由于液體持續(xù)滯留導(dǎo)致“水鎖”產(chǎn)生以及注入液體不能完全返排，壓裂液的濾失造成在沿裂縫區(qū)域形成高含水飽和度帶，減少了侵入地帶的相對(duì)滲透率和烴類(lèi)物質(zhì)，影響壓后排液效果。
3 主要技術(shù)措施
3.1 超高溫低摩阻壓裂液體系性能測(cè)試分析
3.1.1壓裂液體系流變性實(shí)驗(yàn)研究
    根據(jù)液體流變性測(cè)試方法[2]，在實(shí)驗(yàn)室通過(guò)HAAKE-RS600流變儀測(cè)得了不同粉比瓜膠所配置的交聯(lián)凍膠的流變性(見(jiàn)圖1)。
 
    圖1可以看出，瓜膠濃度為0.56%和0.5%的體系在150℃保持了較高的黏度，基本能滿(mǎn)足攜砂、造縫的要求。同時(shí)，該壓裂液體系能滿(mǎn)足長(zhǎng)時(shí)間注液要求，150℃剪切3h黏度不低于100mPa·s。由于目前的延遲壓裂液體系難以適應(yīng)壓裂目的層段175℃的高溫，因此采用預(yù)置液和較大規(guī)模的前置液降低地層溫度，應(yīng)用能適應(yīng)150℃的壓裂液體系。
3.1.2壓裂液體系延遲交聯(lián)劑實(shí)驗(yàn)研究
    從目前廣泛使用的延遲交聯(lián)技術(shù)來(lái)看，pH值和溫度是壓裂液性能的重要影響因素[3～5]。本試驗(yàn)中選用延遲交聯(lián)劑BA1-21，它是由兩部分組成，其一是主交聯(lián)劑A，另一部分是副交聯(lián)劑催化劑B。試驗(yàn)根據(jù)主副交聯(lián)劑使用配比的調(diào)節(jié)來(lái)控制壓裂液在需要的地方完成交聯(lián)，從而達(dá)到延遲交聯(lián)的目的。
    從表1可以看出此交聯(lián)劑的延遲交聯(lián)時(shí)間為2～10min，完全能滿(mǎn)足深井壓裂施工降泵壓以及降低井筒摩阻的性能要求。由于該井壓裂目的層超深，為降低施工壓力采用延遲交聯(lián)時(shí)間的壓裂液體系，延遲交聯(lián)時(shí)間大于5min。
表1 AB1-21交聯(lián)劑延遲交聯(lián)性評(píng)價(jià)表
交聯(lián)主劑A:催化劑B配比(體積)
延遲交聯(lián)時(shí)間(min)
95:5
2～4
90:10
4～6
85:15
6～10
3.2 通過(guò)巖石力學(xué)參數(shù)的測(cè)定確定破裂壓力
   要計(jì)算破裂壓力需要的基本數(shù)據(jù)有巖石的靜態(tài)彈性模量和靜態(tài)泊松比、地層孔隙壓力、孔隙度、有效應(yīng)力系數(shù)以及巖層的三向主應(yīng)力。利用高溫高壓巖石三軸試驗(yàn)儀器對(duì)FS-3井的巖心測(cè)定其巖石力學(xué)參數(shù)(見(jiàn)表2)。
表2 FS-3井各層段巖石三軸實(shí)驗(yàn)結(jié)果表
層號(hào)
深度(m)
最小水平主應(yīng)力(MPa)
最大水平主應(yīng)力(MPa)
垂向主應(yīng)力(MPa)
靜態(tài)彈性模量(MPa)
靜態(tài)泊松比
地層孔隙壓力(MPa)
孔隙度(%)
有效應(yīng)力系數(shù)
70
4827.5
67.91
79.61
113.54
26742
0.213
42.58
5.60
0.8
71
4831.3
69.91
78.90
113.63
21154
0.25
41.75
5.70
0.8
72
4835.8
68.67
79.82
113.74
25576
0.22
43.15
4.65
0.8
73
4840.2
71.33
82.52
113.84
23536
0.29
43.57
5.10
0.8
75
4848.6
70.99
80.28
114.04
19532
0.257
42.18
5.28
0.8
根據(jù)巖石拉伸破裂準(zhǔn)則[6]，當(dāng)巖石中存在周向拉伸應(yīng)力并且達(dá)到材料的抗拉強(qiáng)度時(shí)，巖石就將在垂直于拉伸應(yīng)力的方向產(chǎn)生裂縫，由該準(zhǔn)則得出孔壁處的周向應(yīng)力為[7]：
 
式中：σpθ為射孔孔眼周?chē)那邢驊?yīng)力，MPa；α為Biot多孔彈性系數(shù)；σH為最大水平主應(yīng)力，MPa；σh為最小水平主應(yīng)力，MPa；r為井筒半徑，mm；ri為孔眼距離井筒的距離，m；σv為垂向主應(yīng)力，MPa；pp為地層中的初始孔隙壓力，MPa；pi為射孔孔眼內(nèi)的壓力，MPa；μ為泊松比；φ為巖石孔隙度，%；δ為滲透性系數(shù)，地層可滲透時(shí)δ=1，地層不可滲透時(shí)δ=0；θ為射孔方向與σH方向的夾角，(°)；θ′為從井眼軸向順時(shí)針旋轉(zhuǎn)到井壁上孔眼底部切向應(yīng)力方向的角度，(°)。
    在井壁處的最大有效拉伸應(yīng)力達(dá)到巖石的抗拉強(qiáng)度時(shí)，巖石發(fā)生斷裂，即
    σ′pθ=-σi   (2)
    從式(1)可以看出：當(dāng)pi增大時(shí)，σ′pθ變??；當(dāng)pi增到一定程度時(shí)，σ′pθ將變成負(fù)值，即巖石所受周向應(yīng)力由壓縮變?yōu)槔欤?dāng)這種拉伸力大到足以克服巖石的抗拉強(qiáng)度時(shí)，地層則產(chǎn)生破裂，此時(shí)值為破裂壓力。
結(jié)合實(shí)驗(yàn)所得的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)用該模型對(duì)FS-3井的破裂壓力進(jìn)行計(jì)算，得出該井的平均破裂壓力為81.16MPa，平均破裂壓力梯度為0.0168MPa/m，同時(shí)可以反算得到井口的施工泵壓為64.23MPa。如此高的破裂壓力，需要優(yōu)化射孔方案和防膨液試擠等措施：采用20孔/m的高密度射孔，射孔段相對(duì)集中，以一定程度上解決在高排量下進(jìn)液困難、近井裂縫摩阻較高的問(wèn)題；同時(shí)采用防膨液進(jìn)行試擠，確定地層吸液能力，并一定程度上降低地層的破裂壓力。
4 應(yīng)用情況
    為了確定地層的吸液能力，減小主壓裂大砂量加砂的施工風(fēng)險(xiǎn)，在主壓裂施工前采用防膨液對(duì)該層進(jìn)行了試擠測(cè)試[8]。
    圖2為FS-3井4825.8～4852.2m層段的試擠施工曲線。從試擠曲線可以看出，提排量井口壓力升至73MPa地層破裂，降排量之后的停泵測(cè)壓降表明地層吸液能力較好。考慮到該層吸液能力較好，因此提出了將前置液量增加30m3。從FS-3井的壓裂施工曲線(圖3)可以看出，本層段施工注入預(yù)置液60m3、總液量717.6m3，加入0.45～0.9mm的Carbo陶粒70m3，平均砂比20%，最高砂比達(dá)39%。該層段施工圓滿(mǎn)完成了70m3的加砂任務(wù)。采用凈壓力擬合軟件，對(duì)該層位施工曲線進(jìn)行了凈擬合分析，擬合的縫長(zhǎng)為208.3m，達(dá)到了造長(zhǎng)縫的設(shè)計(jì)要求，表明該井得到了有效的改造。據(jù)該層段壓后排液數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，該井小型壓裂進(jìn)液20m3，大型壓裂進(jìn)液711.3m3，井筒以1500m計(jì)算60m3，累計(jì)791.3m3，返排96.3%，如不考慮小型壓裂，則返排率98.8%；壓后產(chǎn)氣量高達(dá)5.6×104m3/d，達(dá)到了良好的預(yù)期效果，表明對(duì)該井采取的壓裂技術(shù)措施總體是可行的。
 
5 結(jié)論與建議
    1) 在大量實(shí)驗(yàn)測(cè)試的基礎(chǔ)上，優(yōu)選出的耐高溫、高黏度的延遲交膠聯(lián)液體系，在該井的儲(chǔ)層改造中得到了成功應(yīng)用，確保了該井在較低注液壓力下完成加砂，經(jīng)受了高溫、大砂量加砂的考驗(yàn)，表現(xiàn)出良好的性能。
    2) 通過(guò)儲(chǔ)層特征分析和室內(nèi)巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)研究，利用儲(chǔ)層應(yīng)力計(jì)算模型預(yù)測(cè)地層破裂壓力和壓裂施工壓力。
    3) 在室內(nèi)研究成果的基礎(chǔ)上，結(jié)合粉砂降濾失、大排量施工、適當(dāng)增加前置液用量、前置液階段伴注液氮幫助返排和采用延遲交聯(lián)體系等現(xiàn)場(chǎng)施工技術(shù)措施，探索出一套有效改造異常高溫深井的壓裂技術(shù)和方案。
    4) 利用壓裂施工曲線、壓后排液及壓后產(chǎn)量測(cè)試等資料，完成FS-3井壓裂施工資料的壓后評(píng)估分析，達(dá)到了良好的預(yù)期效果，表明對(duì)該井采取的壓裂技術(shù)措施可行。
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(本文作者：郭建春1 袁燦明2 李雪3 周光清3 1.“油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程”國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室西南石油大學(xué)；2.川慶鉆探工程公司井下作業(yè)公司；3.中國(guó)石化勝利油田勘探項(xiàng)目管理部)